En plena discusión sobre el establecimiento de objetivos vinculantes de biometano para toda la Unión Europea -el plan REPowerEU señaló ya el pasado año una recomendación de producir en la UE hasta 35.000 millones de metros cúbicos al año (35 bcm), aproximadamente el 10% de la demanda de gas natural convencional de la UE-, los ponentes han recordado que un mayor peso de los gases renovables en el mix energético permitiría a España reducir sus emisiones e incrementar su soberanía energética, haciéndola menos dependiente del exterior y favoreciendo así unos precios razonables de la energía para los hogares y la industria.
Un debate especialmente relevante dado que se produce a escasos días de que España remita a Bruselas la revisión del PNIEC para el periodo 2021-2030 -hasta el 30 de junio-, oportunidad inmejorable para elevar considerablemente los objetivos de producción de gases renovables, y del biometano en particular, en línea no solo con los objetivos establecidos por Europa, sino también con el potencial identificado por el ‘Estudio de la capacidad de producción de biometano en España’ elaborado por Sedigas en colaboración con PwC y Biovic, que cifra la capacidad de generación estimada en 163 TWh, equivalentes al 45% de la demanda anual de gas natural.
La propia Comisión Europea ha publicado recientemente el conocido como “Paquete de Primavera”, un informe país en el que, por primera vez, se incluye una mención específica al potencial español en biometano como palanca estratégica para la transformación de nuestro sistema energético y la descarbonización de nuestra economía. Por eso no es de extrañar que, en el momento actual de actualización del PNIEC, la propia Comisión apele a establecer objetivos más ambiciosos y alineados con la capacidad potencial que atesora nuestro país y que, según sus propios cálculos, se situaría en aproximadamente 4.100 millones de metros cúbicos/año que podrían reemplazar hasta el 13% de la demanda actual de gas natural convencional.
Como ha recordado Batalla, presidente de Sedigas, “la incorporación a la red de esos gases renovables se beneficiará de los cerca de 100.000 kilómetros de red de transporte y distribución, hasta ocho millones de puntos de suministro y una gran capacidad de almacenamiento y regasificación, que convierten al sistema gasista nacional en una de las infraestructuras más moderna y resilientes de Europa”. En esta línea, Batalla ha querido reivindicar la oportunidad que plantea la revisión del PNIEC para elevar el objetivo de producción de biometano hasta un mínimo del 10%-13% del consumo de gas natural, en línea con lo que plantea Bruselas: “El PNIEC debe dar ese necesario impulso al biometano que contribuya a ofrecer una adecuada respuesta a los objetivos de descarbonización, garantizar en todo momento un suministro energético competitivo y asequible, y consolidar nuestra posición como referentes europeos en el despliegue de los gases renovables”.
El papel de los ciclos combinados ha sido otro de los asuntos del día, al considerar que esta tecnología sigue siendo clave para asegurar el suministro eléctrico en nuestro país, gracias a su flexibilidad y eficiencia operativa. En el conjunto de 2022 y con una potencia instalada de 26 GW, los ciclos combinados superaron una producción de más de 68 TWh y se consolidaron -con un 25% del total- como la primera tecnología de la matriz de generación española. Su principal valor estratégico guarda una estrecha relación con la indisponibilidad e intermitencia de las renovables, que precisa de la existencia de una capacidad de generación de respaldo que ofrezca un suministro continuo, flexible y dé estabilidad al sistema eléctrico, a la vez que nos permita seguir avanzando en la senda de la descarbonización. El sector vuelve a hacer un llamamiento a la definición de unos mercados de capacidad que brinden los incentivos necesarios para que puedan desempeñar el papel fundamental que tienen en la transición energética hacia fuentes de energía más sostenibles, al proporcionar una generación de respaldo confiable mientras se integran más fuentes renovables intermitentes.
Tras un año marcado por un contexto internacional complejo e incierto, el 2023 será clave para el futuro mercado de los gases renovables en la Unión Europea y en España. Se espera un avance significativo en la definición del mercado europeo. En este segundo semestre del año, bajo la presidencia española de la UE, deberá finalizarse la definición normativa y regulatoria que permita diseñar la transición del sector gasista hacia los gases renovables, en particular el biometano y el hidrógeno, con vistas a alcanzar el objetivo de neutralidad climática de la UE en 2050 y fortalecer la autonomía estratégica de Europa. Será crucial contar con ese marco cuanto antes para poder jugar en igualdad de condiciones con otros grandes actores globales.
Una de las principales consecuencias de la crisis energética ha sido el descenso de la demanda total de gas natural (-3,7%), como se ha señalado, resultado de la relevante caída de la convencional (hogares, pymes e industria) y, en particular, de la demanda industrial (-23,3%, el equivalente a 49,7 TWh menos respecto a 2021). Este es un dato claro que refleja las dificultades a las que se enfrentó el sector, que redujo su consumo a mínimos históricos a partir del segundo trimestre de 2022. El nivel de demanda en diciembre fue hasta un 40% inferior al del mismo periodo de 2019, un año previo al del inicio de la crisis energética (exceptuando el 2020, afectado por la pandemia de la Covid-19).
También se ha puesto el énfasis en la diversificación de orígenes (hasta 19 países distintos) en el aprovisionamiento de gas natural, otra de las fortalezas del sistema gasista español. Esto se debe a que España puede importar gas de Argelia a través del gasoducto Medgaz y gas natural licuado (GNL) de cualquier parte del mundo, ya que cuenta con una moderna y flexible infraestructura de recepción de seis plantas -una más en los próximos días, con la de El Musel (Gijón)- que suman la mayor capacidad de regasificación y almacenamiento de toda Europa.
Esta posición de privilegio ha permitido a España convertirse en uno de los centros de reexportación de gas al resto de Europa y ha favorecido unos precios sistemáticamente más bajos en el mercado organizado español respecto al resto de plazas continentales. La capacidad de recarga de buques de GNL en las plantas de regasificación españolas ha contribuido solidaria y decisivamente a la seguridad de suministro energético en Europa.
Todas estas cuestiones coinciden en un momento en el que Europa se encuentra inmersa en un complejo debate sobre la descarbonización de los edificios –que representan el 40% del consumo final de energía en la UE y son responsables del 36% de las emisiones de CO2- y el futuro de las instalaciones térmicas de los hogares. Un debate capitalizado por la Directiva de Eficiencia Energética en Edificios (DEEE o EPBD, por sus siglas en inglés), que establece un objetivo de descarbonización total del parque de edificios de la UE para 2050, lo que implica la eliminación gradual de los combustibles fósiles y la transición hacia fuentes de energía renovable, y a su vez reconoce a los gases renovables como vectores energéticos para la sostenibilidad de los sistemas de climatización y producción de agua caliente sanitaria.
